300MW纯凝湿冷机组低真空循环水供热技术的应用

 李志高  陕西渭河发电有限公司 陕西西安 712085

摘要：陕西渭河发电有限公司在对4台300MW机组进行连通管打孔抽汽供热改造后，由于西安北郊地区用热需求的快速增加，原有抽汽供热方式已无法满足要求。通过对其6号机组进行低真空供热改造，将原本通过水塔排入大气的乏汽全部利用供热，大幅提高了机组供热能力，降低了发电煤耗。

关键词：300MW机组；供热改造；低真空供热

1、前言

低真空循环水供热是将汽轮机排汽压力提高，降低凝汽器的真空度，使排汽温度升高，将热网循环水引入凝汽器作为冷却水，在凝汽器中加热后再引入尖峰加热器，加热到适当温度后用于采暖供热。该供热方式将凝汽器作为供热系统的基本加热器，利用汽轮机低压缸全部排汽的汽化潜热加热热网循环水，将冷源损失降为零，大幅提高机组的循环热效率，同时大幅提高机组的供热能力，扩大供热面积。

2、设备情况简介

陕西渭河发电有限公司装机四台300MW汽轮发电机组，其中3、4号机组为上海汽轮机厂生产的四缸四排式亚临界汽轮发电机组，型号为N300-165/535/535，5、6号为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界两缸两排汽轮发电机组，型号为N300-16.7/537/537，在2011年已对四台机组进行了抽汽供热，设计年供热能力760MW，年供热量605万吉焦。

受热网容量和设计制造技术限制，低真空循环水供热技术原来多在150MW及以下小机组上应用，随着城市集中供热范围的扩大和装备制造技术的发展，300MW机组逐渐具备了低真空循环水供热改造的条件。随着西安市北郊地区用热需求的快速增加，陕西渭河发电有限公司原有抽汽供热方式已无法满足用热需求，需要通过技术革新扩大机组供热能力，因此2017年对6号机组进行了低真空循环水供热改造。

3、改造方案

3.1改造所需要的条件

（1）为保证300MW机组安全运行，电负荷不受大的影响，热网循环水量在8500吨/时以上。

（2）为保证300MW机组的真空在允许范围内，热网回水温度需要在55℃以下。

3.2改造原理

本地区大气压在97kpa左右，正常情况下，纯凝机组的真空度在90kpa以上，低真空供热时将机组排汽温度升高加热热网循环水用于供热，真空度在43kpa左右。低真空循环水供热采用双低压转子互换低真空供热方案，在冬季供暖前，更换上专门设计的低真空供热低压转子，通过降低凝汽器真空，将汽轮机背压从4.9kpa提高到54kpa，低压缸排汽温度上升到83℃，热网回水作为凝汽器的循环水，在凝汽器中由55℃加热到80℃，再通过抽汽加热至95℃左右向用户供热。低真空供热改造将凝汽器变作基本加热器，通过汽轮机低压缸排出的乏汽加热热网循环水来供热，将原本通过水塔排到大气中的热量全部回收利用，冷源损失降为零。

供热期结束后，为保证机组纯凝工况运行效率，非供热期更换上汽轮机纯凝低压转子，凝汽器循环水切换到上水塔运行方式，汽轮机排汽参数恢复到正常水平，恢复到纯凝工况运行。

3.3改造内容

（1）汽轮机主机部分

由于真空54KPa和4.9KPa时蒸汽的比容发生了很大变化，为了解决小容积流量下叶片的鼓风发热和颤振等问题，需要重新设计汽轮机低压缸通流，保留低压外缸，设计纯凝、低真空两套低压转子、隔板，对轴瓦负荷进行重新核算，更换支撑瓦。

纯凝低压转子为2×6级，低真空低压转子为2×5级，比纯凝转子少1级；纯凝工况末级叶片长度为1040mm，环形面积9.03㎡，低真空转子末级叶片长度为287.5毫米，环形面积1.84㎡。

为了提高机组的整体效率，在对低压通流重新设计的同时，对高中压缸也进行了通流改造：为减少漏汽，将高压内缸和中压内缸合缸；为减少蒸汽压损，将速度级由反流布置改为顺流布置；采用小焓降技术提高机组效率，将高压转子由12级增加到14级，将中压转子由9级增加到12级；将4段抽汽口与中排分开，中排变为4.5段，温度由334℃下降到280℃，压力由0.80MPa降低到0.45MPa，通过降低抽汽参数提高了中排抽汽供热经济性。

（2）主机循环水系统热网循环水系统

低真空供热期间停运主机循环泵，将循环泵出口加堵，将循环水上水塔管道加堵，将热网循环水引入凝汽器，利用汽轮机排汽加热热网循环水。

（3）凝结水精除盐系统

原凝结水精除盐树脂只能耐受60℃以下问题，低真空供热期间凝结水温度上升到80℃，因此需要更换原树脂罐，采用耐高温树脂。

（4）轴封加热器系统

由于凝结水温度从40℃左右上升到80℃，原轴封加热器冷却面积不够，新增一套轴封加热器，低真空供热期间采用热网循环水回水作为轴封加热器冷却水，纯凝工况切换至原轴封加热器。

（5）凝结水减温水系统

低真空供热改造后，低压缸排汽温度达到83℃，如果热网循环水量波动，或低压缸排汽量大幅变化，凝汽器真空和低压排汽温度会大幅波动，原设计低压缸减温水无法满足，需增加一路低压缸喷水，减温水量由13T/h提高到23T/h。

（6）给水泵汽轮机

由于给水泵汽轮机和主机共用一个凝汽器，凝汽器真空降低后，主机背压升高到54KPa后，小机出力下降，将造成锅炉上水困难，需对给水泵汽轮机做适配性通流改造，扩大调门阀座通流面积，在低真空供热期间将给水泵汽轮机汽源由本机四段抽汽切换到二段抽汽，提高给水泵上水能力。

（7）凝汽器

低压缸排汽温度升高，热网循环水压力、温度较原主机循环水升高，需对凝汽器进行适配性改造，提高凝气器强度，将设计压力从0.3MPa提高到0.6MPa，更换凝汽器喉部波形节和循环水出入口波形节。

（8）真空泵及抽汽系统

低压缸排汽压力、温度升高后，真空泵壳体温度将同步上升，同时由于抽汽比容减小，蒸汽中的含水量将大幅增加，对真空泵的安全将造成威胁。对真空泵及抽汽系统做适配性改造，在真空泵入口加装面积36㎡的管壳式冷却器，将真空泵入口温度从83℃降低到48℃以下，将抽汽疏水通过U型管引入凝汽器，保证真空泵的安全运行。

（9）辅机冷却水系统

原辅机冷却水系统采用循环泵出口水源，循环泵在低真空供热期间停止运行，重新设计一套辅机冷却水系统，设置两台辅机冷却水泵，一用一备，单台泵流量3000T/h，扬程26m，保证主机冷油器、发电机冷却水等系统的冷却需要。

（10）低压缸增加保温

低真空供热期间，低压缸排汽温度83℃，对低压缸增加保温覆盖。

4、改造后运行效果

改造后，低真空供热期间，机组供热能力从抽汽供热的190MW提高到500MW，热电比达到200%，发电热耗率降低到3700kj/kwh左右，发电煤耗降低到139.4克/kwh；机组总循环效率达到89%；因主机循环泵停运节约厂用电612万度，因水塔停运节水86万吨，供热季节约标煤7万吨。

5、存在问题

（1）改造后，机组额定发电负荷变化

改造后，机组热电联产，受供热影响，机组最高电负荷由300MW降低到240MW。

（2）改造后需以热定电，机组调峰能力差

改造后，机组成为背压机，以热定电运行，电负荷随热负荷变化，机组调峰能力差，供热期间热负荷基本在220MW-240MW。

（3）本机供热抽汽跳、高压加热器跳真空快速下降问题

低真空供热期间，发生因本机抽汽跳或高压加热器跳，大量蒸汽进入凝汽器，造成真空快速下降，大约1分钟时间就能够达到真空低跳机保护值。对于这一问题，经研究和试验后，增加机组供热抽汽跳、高压加热器跳快速减负荷RB保护系统，在供热抽汽跳、高压加热器跳后快速减负荷，迅速将电负荷从240MW降低到150MW，减少进入机组的蒸汽量，保证机组稳定安全稳定运行。

（4）真空泵排水量增加

低真空供热期间，由于抽汽中含水量大幅增加，原真空泵功率较大（160kw），抽入的蒸汽增加，造成真空泵汽水分离器液位高。通过提高真空泵前置冷却器的疏水能力，扩大汽水分离器溢流管直径，解决了汽水分离器液位高的问题。计划新增加一台功率55kw真空泵，启动时采用原功率大的真空泵，正常运行时采用小泵，减少蒸汽吸入量，不但能解决真空泵汽水分离器液位高的问题，还能够节能降耗，降低厂用电。

6、结语

低真空循环水供热技术在300MW机组上的成功应用，大幅提高机组的供热能力，回收全部冷源损失，大幅提高机组循环效率，降低发电煤耗，具有显著的经济效益和社会效益，对城市周边热电厂具有良好的示范和推广效应。

参考资料：

[1]邵建明, 陈鹏帅, 周勇. 300 MW湿冷汽轮机双转子互换高背压供热改造应用[J]. 能源研究与信息, 2014, 30(2):100-103.

[2]常立宏. 300 MW亚临界供热机组高背压供热改造的研究[J]. 黑龙江电力, 2012, 34(6):421-423.

作者简介：李志高，男，1975年4月生，电力技术高级工程师，在陕西渭河发电有限公司从事汽机检修和供热改造技术管理工作，任汽机检修分场、通流供热改造项目部副主任，是公司四台机组通流改造和供热改造的技术负责人。